为什么同样是100MW储能，落在三省的收益差一倍？

摘要： 中国储能网讯：随着中国能源结构向绿色低碳的深度转型，以新能源为主体的新型电力系统对灵活性调节资源的需求日益迫切。在此背景...

中国储能网讯：

随着中国能源结构向绿色低碳的深度转型，以新能源为主体的新型电力系统对灵活性调节资源的需求日益迫切。在此背景下，旨在保障电力系统安全、为调节性资源提供稳定收益预期的容量电价机制，正迅速从顶层设计走向省级差异化落地。河北、甘肃、内蒙古等地的最新政策实践，如三面棱镜，折射出中国在构建储能价格机制上的多元探索，并深刻重塑着独立储能的商业模式与投资逻辑。

01

从国家定调到地方“赛马”——

容量电价“三地三策”全景扫描

2024年，国家层面密集出台文件，为储能的“容量价值”正式正名。从国务院《节能降碳行动方案》明确“研究完善储能价格机制”，到《绿色转型意见》提出“研究建立健全新型储能价格形成机制”，顶层设计清晰地将储能的“容量价值”与传统的“电量价值”并列，直指构建能够反映调节能力的“两部制电价”框架。

在国家政策的指引下，各省正结合自身电力市场特点，加速试点，并呈现出路径多样化的“赛马”格局。其中，河北、甘肃、内蒙古的探索尤为引人注目，它们分别代表了三种不同的激励思路：

1.河北的“短期激励”模式：作为先行者，河北省对独立储能实施容量电价激励，其政策核心在于“短期”和“考核”，通过“先建先得”的方式提供100元/千瓦·年的容量电价，但激励期仅为24个月，并设置了严苛的考核机制。

►►►政策依据——《河北省发展和改革委员会关于完善独立储能先行先试电价政策有关事项的通知（冀发改能价〔2025〕366号）》

年度容量电价100元/千瓦（按月100/12元/千瓦结算），激励期24个月，先建先得

；明确

容量认定公式（4小时折算、月均可用容量）与考核扣减（当月2/3/4次未达标扣10%/50%/100%，全年完全充放电次数≥330次）

2.甘肃的“火储同补”探索：甘肃省的征求意见稿在全国首创性地将煤电与电网侧新型储能纳入统一的容量电价体系，补偿标准高达330元/千瓦·年，但其核心在于通过核算方式，清晰地传递了市场对长周期调节能力的需求信号。

►►►政策依据——《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》

容量电价标准330元/千瓦·年（试行2年）；有效容量（电网侧新型储能）= 满功率放电时长/6 × 额定功率（扣厂用电）；容量供需系数>1取1；按申报容量×电价×容量供需系数计费并按月结算。

3.内蒙古的“效果导向”创新：内蒙古则另辟蹊径，以0.35元/千瓦时的标准对储能的实际放电量进行补偿，并将周期锁定长达10年。这一模式从根本上摒弃了“补装机”，转向“补服务”，直接激励储能“多放电、多贡献”。

►►►政策依据——《关于加快新型储能建设的通知》

独立新型储能按向电网放电量给予补偿，标准0.35元/千瓦时；明确执行期10年；2025年5月已完成首批补偿审核与支付。

为了更直观地对比三地政策的核心差异，总结如下：

02

机制拆解与收益测算：河北、甘肃、内蒙古容量补偿的三套算法

要深刻理解这些政策导向如何转化为真实的商业回报与风险，我们必须深入其计算公式与参数。容量电价的本质是为“可用性”付费，而不同省份的计算口径，直接决定了项目的收益逻辑和投资方向。

河北容量电价测算规则

公式核心：月容量电费= 月度平均可用容量 × 8.3333 元/千瓦

容量认定：月度平均可用容量= ∑[0.5 × (日可用充电容量 × 时长 + 日可用放电容量 × 时长)] / 4小时 / 当月总天数

河北模式的关键在于“4小时基准折算”，这是一个强烈的市场引导信号。让我们以一个100MW / 2h的独立储能项目为例进行快速估算：

由于其时长仅为2小时，按4小时基准折算后，其月度平均可用容量理论上约为50MW（100MW × 2h / 4h）。

月度收益测算：月容量电费≈ 50,000千瓦 × 8.3333元/千瓦 ≈41.67万元。

年度收益测算：年容量电费≈ 50,000千瓦 × 100元/千瓦·年 =500万元（此为理想状态，未考虑考核扣减）。

这一设计迫使投资者必须进行直接的经济权衡：是选择建设成本更低的2小时系统，但接受容量收益减半的现实；还是增加投资建设4小时系统，以获取全额的容量收益。

甘肃容量电价测算规则

公式核心：月容量电费= 申报容量 × (330/12)元/千瓦 × 容量供需系数

容量认定：申报容量≤ 有效容量 = (满功率放电时长 / 6) × 额定功率×（1-厂用电率）

甘肃的公式设计更为激进，其“除以6”的规则直接定义了什么样的储能资产是有价值的，时长成为决定性因素。

对于一个100MW / 2h的储能，其有效容量仅为 100MW × (2/6) =33.3MW。

对于一个100MW / 4h的储能，其有效容量为 100MW × (4/6) =66.7MW。

只有当储能配置达到100MW / 6h时，其有效容量才能达到100MW。

这意味着，在甘肃，短时储能几乎无法在容量电价上获得有竞争力的收益，政策通过经济杠杆，将投资明确无误地引向了能够提供更强能量时移能力的6小时及以上的长时储能。

内蒙古容量电价测算规则

内蒙古的模式则完全跳出了“为容量付费”的框架，这代表了两种根本不同的激励哲学。

容量电价方面：按kW（功率）付费。其本质是为储能的“备用状态”和“随时可调用的能力”付费，是一种“可用性租金”。

放电量补偿方面：按kWh（电量）付费。其本质是为储能“完成的实际工作量”付费，是一种“履约服务费”。

容量电价的收益与利用小时数不强相关，它提供的是固定收益保障，核心是确保机组“在线、可用”。

放电量补偿的收益则与出力行为强绑定，多劳多得，核心是激励机组“多放电、多贡献”。

两者都能为项目提供稳定的现金流，但激励的着力点截然不同。容量电价保障了系统的备用容量，而放电量补偿则直接鼓励对系统平衡的实际贡献。

03

重塑储能收益“三层塔”

正是这些基于不同计算逻辑的稳定收益，彻底重塑了过去单一依赖现货价差的储能商业模式，构建起一个更加稳健的“三层塔”收入结构：

底层（稳定现金流）：这便是容量电价或放电量补偿构成的“压舱石”。它为项目提供了可预测的固定现金流，核心作用在于抬高项目IRR的底座，显著改善DSCR（债务偿付覆盖率），从而降低融资难度。

中层（市场性现金流）：这是由现货价差套利构成的“弹性引擎”。通过捕捉市场价格波动获取收益，这部分收入决定了项目收益的上限。

顶层（增量与弹性）：这是由调频、备用等辅助服务构成的“多元化补充”，可以进一步分散风险，对冲市场波动。

这种“可预见的底 + 不确定的弹性”的组合，使得独立储能项目不再是纯粹的投机工具。在政策设计合理的地区，5%–6%的项目IRR已具备落地性。而内蒙古以其独特的长周期补偿机制，甚至能将项目IRR推高至 8%–10% 的水平，极大地激发了资本投资热情。

04

结语

从国家层面的方向指引，到省级层面的多元化实践，“容量电价”及其衍生机制正为中国的储能产业注入前所未有的确定性。无论是河北的短期激励，甘肃的“火储同补”，还是内蒙古的“效果导向”，其共同目标都是为储能提供稳定的现金流预期，引导其发挥真实的系统调节作用。

因此，对于储能行业的每一位参与者而言，深刻理解并量化分析各地的规则，将是抓住这轮政策红利、实现商业成功的关键所在。

一审：刘亚珍

二审：裴丽娟

三审：潘 望

作者：李斌 来源：储能网